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Pág. 212065 NORMAS LEGALES Lima, martes 30 de octubre de 2001 iguales a sus potencias efectivas. El consumo propio de las mismas se ha incorporado en la demanda del sistema. • Se ha considerado el ingreso de las centrales hidro- eléctricas de Huanza (86 MW), Tarucani (49 MW) y Marañón (90 MW), las cuales poseen concesión definiti- va otorgada por el Estado y cuya ejecución estimada se encuentra dentro del horizonte de estudio. • Se ha considerado el adelanto de la llegada del gas de Camisea a Lima de setiembre 2004 a abril 2004. • Para la proyección del consumo se ha utilizado el modelo econométrico del COES-SINAC, pero en los resultados finales del consumo a nivel de generación se ha corregido la magnitud de las pérdidas en distribución, entre otros. Asimismo, se ha postergado el inicio de los proyectos Cerro Lindo y Quellaveco desplazándolos un año. • Se ha reajustado el precio básico de la potencia, como resultado de la revisión del estudio realizado por la CTE (hoy OSINERG) en mayo 2000, a fin de tomar encuenta las variaciones ocurridas en los costos, principal- mente del turbogenerador. • Se ha corregido la tasa de financiamiento empleada para el stock de los combustibles. • Se ha excluido el Impuesto Selectivo al Consumo de los combustibles en la determinación del costo variable del petróleo que utilizan las centrales termoeléctricas Pacasmayo Man, Malacas y Verdún a Diesel 2. • Se ha incorporado la hidrología del año 2000 en la entrada de datos para la determinación del precio básico de la energía. 1.5 Comparación de las Variaciones de los Pre- cios en Barra en el Sistema Interconectado Los precios en barra resultantes se han comparado con los precios vigentes al mes de setiembre del año 2001, obteniéndose los resultados que se muestran a continuación para las principales ciudades del país. a) REGULACIÓN TARIFARIA MAYO 2001 (ACTUALIZADA A SETIEMBRE 2001) COSTOS MARGINALES PRECIOS EN BARRA Barras Potencia Peaje Conex. Peaje Sec. Energía HP Energía HFP Potencia Energía HP Energía HFP Precio Principales PPM PCSPT CPSEE PEMP PEMF PPB PEBP PEBF Medio S/./kW-mes S/./kW-mes ctm.S/./kWh ctm.S/./kWh ctm.S/./kWh ctv.$/kWh ctm.S/./kWh ctm.S/./kWh ctm.S/./kWh Piura 18,37 6,41 0,10 14,31 9,73 24,78 14,41 9,83 15,29 Chiclayo 18,06 6,41 0,10 14,19 9,63 24,47 14,29 9,73 15,13 Trujillo 18,10 6,41 0,10 14,19 9,59 24,51 14,29 9,69 15,10 Lima 18,58 6,41 0,10 14,09 9,32 24,99 14,19 9,42 14,96 Ica 18,27 6,41 0,41 13,91 9,22 24,68 14,32 9,63 15,09 Marcona 18,94 6,41 1,25 14,09 9,32 25,35 15,34 10,57 16,17 Tingo María 18,24 6,41 0,10 13,76 9,16 24,65 13,86 9,26 14,70 Cusco 13,74 6,41 0,10 11,52 8,00 20,15 11,62 8,10 12,50 Combapata 14,52 6,41 0,10 12,01 8,31 20,93 12,11 8,41 12,99 Tintaya 15,33 6,41 0,10 12,57 8,66 21,74 12,67 8,76 13,53 Juliaca 15,88 6,41 0,10 12,62 8,66 22,29 12,72 8,76 13,64 Socabaya 16,42 6,41 0,10 12,97 8,84 22,83 13,07 8,94 13,95 Toquepala 16,74 6,41 0,10 13,08 8,92 23,15 13,18 9,02 14,10 Tacna 16,62 6,41 0,72 12,89 8,79 23,03 13,61 9,51 14,55 b) PROPUESTA REGULACIÓN TARIFARIA NOVIEMBRE 2001 COSTOS MARGINALES PRECIOS EN BARRA Incremento Barras Potencia Peaje Conex. Peaje Sec. Energía HP Energía HFP Potencia Energía HP Energía HFP Precio P.BARRA Principales PPM PCSPT CPSEE PEMP PEMF PPB PEBP PEBF Medio b / a - 1 S/./kW-mes S/./kW-mes ctm.S/./kWh ctm.S/./kWh ctm.S/./kWh ctv.$/kWh ctm.S/./kWh ctm.S/./kWh ctm.S/./kWh Piura 18,80 6,41 0,10 11,93 8,79 25,22 12,03 8,89 14,14 -7,5% Chiclayo 18,47 6,41 0,10 11,76 8,67 24,89 11,86 8,77 13,95 -7,8% Trujillo 18,52 6,41 0,10 11,82 8,65 24,94 11,92 8,75 13,96 -7,6% Lima 19,01 6,41 0,10 11,84 8,47 25,43 11,94 8,57 13,90 -7,0% Ica 18,70 6,41 0,41 11,66 8,37 25,11 12,07 8,78 14,04 -7,0% Marcona 19,38 6,41 1,25 11,78 8,45 25,80 13,03 9,70 15,10 -6,6% Tingo María 18,67 6,41 0,10 11,62 8,42 25,08 11,72 8,52 13,76 -6,4% Cusco 14,06 6,41 0,10 9,98 7,28 20,48 10,08 7,38 11,67 -6,6% Combapata 14,86 6,41 0,10 10,33 7,55 21,27 10,43 7,65 12,11 -6,8% Tintaya 15,68 6,41 0,10 10,71 7,86 22,10 10,81 7,96 12,58 -7,0% Juliaca 16,25 6,41 0,10 10,77 7,88 22,66 10,87 7,98 12,71 -6,8% Socabaya 16,81 6,41 0,10 11,07 8,07 23,22 11,17 8,17 13,03 -6,6% Toquepala 17,13 6,41 0,10 11,01 8,04 23,54 11,11 8,14 13,06 -7,4% Tacna 17,01 6,41 0,72 11,14 8,07 23,43 11,86 8,79 13,70 -5,8% 1.6 Sistemas Aislados Se han revisado las tarifas de dos sistemas aisla- dos típicos. El criterio principal utilizado para fijar las tarifas en los sistemas aislados ha sido el recono- cimiento de costos eficientes de inversión y opera- ción. Las tarifas incluyen el costo de generación y transmisión. Los sistemas aislados típicos incluidos en esta revisión son: 1. Aislado Típico A. Aplicable a sistemas aislados con generación termoeléctrica Diesel. 2. Aislado Típico F. Sistema Aplicable al sistema aislado de generación termoeléctrica del departamento de Madre de Dios. El siguiente Cuadro muestra la relación entre las tarifas vigentes y las tarifas propuestas para la presente regulación. La comparación se efectúa sobre la base de un factor de carga de 55% para todos los casos.Sistema Aislado Tarifa Vigente Tarifa Propuesta ctm.S/./kWh ctm.S/./kWh Típico A - Termoeléctrico Diesel 31,50 34,45 Típico F - Madre de Dios 37,94 40,72 Las variaciones se deben principalmente al incre- mento del precio de la energía, resultante de la revisión de la metodología de cálculo y actualización de la infor- mación de los costos de operación y mantenimiento de las instalaciones de los sistemas típicos citados. Los precios de potencia son los propuestos en la regulación tarifaria de mayo 2001, debidamente actualizados en la presente regulación. Es importante mencionar además, que mediante la Ley Nº 27510 se creó el Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE) dirigido a favorecer el acceso y perma- nencia del servicio eléctrico a todos los usuarios del servicio público de electricidad cuyos consumos mensua- les sean menores a 100 kWh, y que en el caso de los usuarios de los sistemas aislados originará una reduc